Mapa del campo de Obb con arbustos en la margen izquierda. Resumen: campo petrolero de Priobskoye
Las nuevas tecnologías y la política competente de Yuganskneftegaz han mejorado el estado del campo petrolífero Priobskoye, cuyas reservas geológicas se encuentran en el nivel de 5 mil millones de toneladas de petróleo.
Priobskoye NM es un campo de producción de petróleo gigante en Rusia. Este campo remoto y de difícil acceso se encuentra a 70 km de la ciudad de Khanty-Mansiysk y a 200 kilómetros de la ciudad de Nefteyugansk. Está incluido en la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental. Aproximadamente el 80% del Priobskoye NM se encuentra directamente en la llanura aluvial del río Ob y está dividido por el agua en dos partes. La peculiaridad de Priobskoye son las inundaciones durante los períodos de inundaciones.
Las principales características geológicas y físicas del campo.
Una característica distintiva de Priobskoye es una estructura geológica complicada, caracterizada por la formación de múltiples capas y un bajo grado de productividad. Los reservorios de las principales formaciones productivas se distinguen por baja permeabilidad, contenido insignificante neto a bruto, alto contenido de arcilla y alta disección. Estos factores implican el uso de tecnologías de fracturamiento hidráulico en el proceso de desarrollo.
La ubicación de los depósitos no supera los 2,6 km. Los índices de densidad del petróleo son de 0,86 a 0,87 toneladas por m³. La cantidad de parafinas es moderada y no supera el 2,6%, la cantidad de azufre es de aproximadamente el 1,35%.
El campo está clasificado como sulfuroso y tiene petróleo de clase II de acuerdo con GOST para refinerías.Los depósitos están cribados litológicamente y tienen la elasticidad y el aislamiento del régimen natural. El espesor de los estratos varía de 0,02 a 0,04 km. La presión del yacimiento tiene valores iniciales de 23,5 a 25 MPa. El régimen de temperatura de los embalses se mantiene en el rango de 88 a 90 ° С. El tipo de depósito de aceite tiene parámetros de viscosidad estables y tiene un coeficiente dinámico de 1,6 mPa s, así como el efecto de la saturación de aceite a una presión de 11 MPa.
Es característica la presencia de parafina y bajo contenido de resina de la serie nafténica. El volumen diario inicial de pozos de petróleo operativos varía de 35 a 180 toneladas. El tipo de pozos se basa en la ubicación de un grupo y el factor de recuperación máximo es de 0,35 unidades. Priobskoye NM produce petróleo crudo con una cantidad significativa de hidrocarburos ligeros, lo que requiere estabilización o extracción de APG.
Inicio de desarrollo y cantidad de reservas
Priobskoe NM se abrió en 1982. En 1988, comenzó el desarrollo de la parte de la margen izquierda del campo y, once años más tarde, comenzó el desarrollo de la margen derecha.
La cantidad de reservas geológicas es de 5 mil millones de toneladas, y la cantidad probada y recuperable se estima en casi 2,5 mil millones de toneladas.
Características de la producción en el campo.
Se asumió que la duración del desarrollo bajo el Acuerdo de Producción Compartida no sería más de 58 años. El nivel máximo de producción de petróleo es de casi 20 millones de toneladas en 16 años a partir de la fecha de desarrollo.
La financiación en la etapa inicial se planeó a un nivel de $ 1,3 mil millones. El rubro de gastos de capital representó $ 28 mil millones, y los costos de trabajo operacional ascendieron a $ 27,28 mil millones. Novorossiysk.
A 2005, el campo tiene 954 pozos de producción y 376 pozos de inyección.Empresas que desarrollan el campo
En 1991, las empresas Yuganskneftegaz y Amoso comenzaron a discutir las perspectivas de desarrollos conjuntos en el norte 
la costa de NM Priobskoye.
En 1993, Amoso ganó la licitación y recibió el derecho exclusivo para desarrollar NM Priobskoye junto con Yuganskneftegaz. Un año después, las empresas elaboraron y presentaron al gobierno un convenio de proyecto sobre la distribución de productos, así como un estudio ambiental y de factibilidad del proyecto desarrollado.
En 1995, el gobierno revisó un estudio de viabilidad adicional, que reflejaba nuevos datos sobre el campo Priobskoye. Por orden del Primer Ministro, se formó una delegación gubernamental, que incluyó a representantes del Okrug Autónomo de Khanty-Mansi, así como a algunos ministerios y departamentos, con el fin de negociar un Acuerdo de Producción Compartida en el contexto del desarrollo del segmento norte de el campo Priobskoye.
A mediados de 1996, Moscú escuchó una declaración de la comisión conjunta ruso-estadounidense sobre la prioridad de las innovaciones de diseño en la industria energética, incluso en el territorio de Priobskoye NM.
En 1998, el socio de Yuganskneftegaz en el desarrollo de NM Priobskoye, la empresa estadounidense Amoso, fue absorbido por la empresa británica British Petroleum, y se recibió un comunicado oficial de BP / Amoso para dar por terminada su participación en el proyecto de desarrollo del campo Priobskoye. .
Luego, una subsidiaria de la empresa estatal Rosneft, que obtuvo el control sobre el activo central de YUKOS, Yuganskneftegaz, LLC RN-Yuganskneftegaz, participó en el desarrollo del campo.
En 2006, especialistas de NM Priobskoye y Newco Well Service realizaron la mayor fracturación hidráulica de un yacimiento de petróleo en la Federación de Rusia, en la que se inyectaron 864 toneladas de apuntalante. La operación duró siete horas y la transmisión en vivo se pudo ver a través de la oficina de Internet de Yuganskneftegaz.Ahora, LLC RN-Yuganskneftegaz está trabajando de manera constante en el desarrollo de la parte norte del campo petrolero Priobskoye, y el desarrollo del segmento sur del campo lo está llevando a cabo LLC Gazpromneft-Khantos, que es propiedad de Gazpromneft. El segmento sur del campo petrolífero Priobskoye tiene áreas de licencia insignificantes. Desde 2008, el desarrollo de los segmentos Sredne-Shapshinsky y Verkhne-Shapshinsky ha sido realizado por NJSC AKI OTYR, que pertenece a OJSC Russneft.
Perspectivas para Priobskoye NM
Hace un año, Gazpromneft-Khantos obtuvo una licencia para realizar un estudio geológico de parámetros relacionados con horizontes profundos saturados de petróleo. El estudio se centra en la parte sur de Priobskoye NM, incluidas las formaciones Bazhenov y Achimov.
El último año estuvo marcado por el análisis de datos geográficos en el territorio del complejo Bazheno-Abalak del sur de Priobskoye NM. La combinación de análisis de núcleos especializados y evaluación de esta clase de reservas involucra el procedimiento para perforar cuatro pozos de prospección y evaluación con una dirección inclinada.
Los pozos horizontales se perforarán en 2016. Para estimar el volumen de reservas recuperables, se prevé realizar fracturamiento hidráulico multietapa.
El impacto del depósito en la ecología de la zona
Los principales factores que afectan la situación ambiental en el área de campo son la presencia de emisiones a la atmósfera. 
capas. Estas emisiones son gas de petróleo, productos de combustión de petróleo, componentes de vapor de fracciones de hidrocarburos ligeros. Además, se producen derrames en el suelo de productos y componentes del petróleo.
La característica territorial única del depósito se debe a su ubicación en paisajes fluviales de llanura aluvial y dentro de la zona de protección del agua. La presentación de requisitos de desarrollo especiales se basa en un alto valor. En esta situación, se consideran llanuras aluviales con un característico alto dinamismo y régimen hidrológico complejo. Este territorio fue elegido para anidar por aves migratorias de especies cercanas al agua, muchas están incluidas en el Libro Rojo. El depósito está ubicado en el territorio de las rutas de migración y los lugares de invernada de muchos representantes raros de la ictiofauna.
Ya hace 20 años, la Comisión Central para el desarrollo de NM y NGM dependiente del Ministerio de Combustible y Energía de Rusia, así como el Ministerio de Protección Ambiental y Recursos Naturales de Rusia aprobaron el esquema exacto para el desarrollo de NM Priobskoye y la parte medioambiental de toda la documentación de diseño preliminar.
El campo Priobskoye está dividido en dos por el río Ob. Es pantanoso y durante una inundación, la mayor parte se inunda. Fueron estas condiciones las que facilitaron la formación de zonas de desove de peces en el territorio del NM. El Ministerio de Combustible y Energía de Rusia presentó materiales a la Duma Estatal, sobre la base de lo cual se concluyó que el desarrollo de NM Priobskoye fue complicado debido a los factores naturales existentes. Dichos documentos confirman la necesidad de recursos financieros adicionales para utilizar solo las tecnologías más recientes y respetuosas con el medio ambiente en el territorio del campo, lo que permitirá una implementación altamente eficiente de las medidas de protección ambiental.
El campo Priobskoye se encuentra en la parte central de la llanura de Siberia Occidental. Administrativamente, se encuentra en la región de Khanty-Mansiysk, a 65 km al este de la ciudad de Khanty-Mansiysk y a 100 km al oeste de la ciudad de Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.
En el período 1978-1979. Como resultado de un estudio sísmico detallado del MDE CDP, se identificó el levantamiento de Priobskoye. A partir de este momento, comienza un estudio detallado de la estructura geológica del territorio: el desarrollo generalizado de la exploración sísmica en combinación con perforación.
El campo Priobskoye fue descubierto en 1982 como resultado de perforación y prueba del pozo 151, cuando se obtuvo flujo comercial petróleo con un caudal de 14,2 m 3 / día a un estrangulador de 4 mm desde los intervalos 2885-2977 m (suite Tyumen YUS 2) y 2463-2467 m (formación AS 11 1) - 5,9 m 3 / día a un nivel dinámico de 1023 m.
Estructura de Priobskaya, según el mapa tectónico de la cubierta de la plataforma Meso-Cenozoica.
Geosineclise de Siberia Occidental, ubicada en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansi, el megafold de Lyaminsky, los grupos de levantamientos de Salym y West Lyaminsky.
Las estructuras de primer orden se complican por levantamientos en forma de oleaje y en forma de cúpula de segundo orden y estructuras anticlinales locales separadas, que son objeto de trabajos de prospección y exploración en petróleo y gas.
Las formaciones productivas en el campo Priobskoye son formaciones del grupo "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Estratigráficamente, estos estratos pertenecen a los depósitos cretáceos de la suite Superior Vartovskaya. Litológicamente, la Formación Superior Vartovskaya se compone de intercalaciones frecuentes y desiguales de lutitas con areniscas y limolitas. Las piedras de barro son de color gris oscuro, gris con un tinte verdoso, limosas, micáceas. Las areniscas y limolitas son grises, arcillosas, micáceas, de grano fino. Entre las lutitas y areniscas, hay capas intermedias de calizas arcillosas, nódulos de siderita.
Las rocas contienen detritos de plantas carbonizados, raras veces bivalvos (inoceramas) mal y moderadamente conservados.
Las rocas permeables de los estratos productivos tienen rumbo nororiental y sumergido. Casi todas las formaciones se caracterizan por un aumento en el espesor neto total, la relación neto a bruto, principalmente en las partes centrales de las zonas de desarrollo del yacimiento, para aumentar las propiedades del yacimiento y, en consecuencia, el fortalecimiento del material clástico se produce en el este ( para las capas del horizonte AS 12) y noreste (para el horizonte AC 11).
El horizonte AC 12 es un cuerpo arenoso grueso alargado de suroeste a noreste en forma de una amplia franja con espesores netos máximos en la parte central de hasta 42 m (pozo 237). En este horizonte, se distinguen tres objetos: capas АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.
Los depósitos de la formación AS 12 3 se presentan en forma de cadena de cuerpos lenticulares arenosos con rumbo noreste. Los espesores efectivos varían de 0,4 ma 12,8 m, y los valores más altos se limitan al depósito principal.
El depósito principal AS 12 3 se recuperó a profundidades de -2620 y -2755 my se tamiza litológicamente desde todos los lados. Las dimensiones del depósito son 34 x 7,5 km y la altura es de 126 m.
Depositar AS 12 3 en el área del pozo. 241 se abrió a profundidades de -2640-2707 my está confinado al levantamiento local de Khanty-Mansiysk. El reservorio está controlado desde todos los lados por zonas de reemplazo del reservorio. Las dimensiones del depósito son de 18 x 8,5 km, la altura es de 76 m.
Depositar AS 12 3 en el área del pozo. 234 se recuperó a profundidades de 2632-2672 my representa una lente de areniscas en el hundimiento occidental de la estructura Priobskaya. Las dimensiones del depósito son de 8.5 x 4 km, y la altura es de 40 m, el tipo está tamizado litológicamente.
Depositar AS 12 3 en el área del pozo. Se recuperó 15-C a profundidades de 2664-2689 m dentro del saliente estructural de Seliyarovsky. Las dimensiones del depósito tamizado litológicamente son 11,5 x 5,5 km y la altura es de 28 m.
El depósito AS 12 1-2 es el principal y el más grande del campo. Está confinado a una monoclina complicada por levantamientos locales de pequeña amplitud (área de perforaciones 246, 400) con zonas de transición entre ellas. En tres lados está delimitado por pantallas litológicas, y solo en el sur (hacia el área de Vostochno-Frolovskaya) tienden a desarrollarse los colectores. Sin embargo, dadas las considerables distancias, el límite del depósito todavía está limitado condicionalmente por una línea que corre 2 km al sur del pozo. 271 y 259. Saturado de aceite los espesores varían en un amplio rango de afluentes de 0,8 m (pozo 407) a 40,6 m (pozo 237) petróleo hasta 26 m 3 / día con un estrangulador de 6 mm (pozo 235). Las dimensiones del depósito son de 45 x 25 km, la altura es de 176 m.
Depositar AS 12 1-2 en el área del pozo. Se recuperó 4-KhM a profundidades de 2659-2728 my está confinado a una lente arenosa en la ladera noroeste del levantamiento local de Khanty-Mansiysk. Saturado de aceite Los espesores varían de 0.4 a 1.2 m. Las dimensiones del depósito son 7.5 x 7 km, la altura es de 71 m.
Depositar AS 12 1-2 en el área del pozo. 330 recuperados a profundidades de 2734-2753 m Saturado de aceite el espesor varía de 2,2 a 2,8 m, las dimensiones del depósito son de 11 x 4,5 km, la altura es de 9 m, el tipo está tamizado litológicamente.
Los depósitos de la capa AS 12 0, la principal, se abrieron a profundidades de 2421-2533 m, es un cuerpo lenticular orientado de suroeste a noreste. Saturado de aceite los espesores varían de 0,6 (pozo 172) a 27 m (pozo 262). Afluentes petróleo hasta 48 m 3 / día con estrangulador de 8 mm. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son 41 x 14 km, la altura es de 187 m Depósito AS 12 0 en el área de pozos. 331 se recupera a profundidades de 2691-2713 my representa una lente de rocas arenosas. Aceite saturado el espesor en este pozo es de 10 m Dimensiones 5 x 4,2 km, altura - 21 m. petróleo- 2,5 m 3 / día a Нд = 1932 m.
El depósito de la formación AS 11 2-4 es de tipo tamizado litológico, son 8 en total, con 1-2 pozos penetrados. En cuanto al área, los depósitos se ubican en forma de 2 cadenas de lentes en la parte este (la más elevada) y en el oeste en la parte más sumergida de la estructura monoclinal. Saturado de aceite los espesores en el este aumentan en 2 o más veces en comparación con los pozos occidentales. El rango total de cambio es de 0,4 a 11 m.
El reservorio AS 11 2-4 en el área del pozo 246 fue descubierto a una profundidad de 2513-2555 m. Las dimensiones del reservorio son 7 x 4,6 km, la altura es de 43 m.
Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 247 se recuperó a una profundidad de 2469-2490 m. Las dimensiones del depósito son 5 x 4,2 km, la altura es de 21 m.
Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 251 se recuperó a una profundidad de 2552-2613 m. Las dimensiones del depósito son 7 x 3,6 km, la altura es de 60 m.
Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 232 se abrió a una profundidad de 2532-2673 m. Las dimensiones del depósito son 11,5 x 5 km, la altura es de 140 m.
Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 262 se abrió a una profundidad de 2491-2501 m. Las dimensiones del depósito son de 4.5 x 4 km, la altura es de 10 m.
El yacimiento AS 11 2-4 en el área del pozo 271 fue descubierto a una profundidad de 2550-2667 m. El tamaño del depósito es de 14 x 5 km.
Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. Se abrieron 151 a una profundidad de 2464-2501 m. Las dimensiones del depósito son 5,1 x 3 km, la altura es de 37 m.
Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 293 se recuperó a una profundidad de 2612-2652 m. Las dimensiones del depósito son 6.2 x 3.6 km, la altura es de 40 m.
Los depósitos del estrato AS 11 1 están confinados principalmente a la parte del arco en forma de una amplia franja de rumbo nororiental, limitada en tres lados por zonas arcillosas.
El depósito principal AC 11 1 es el segundo en valor dentro del campo Priobskoye, que fue descubierto a profundidades de 2421-2533 m. 259. Débitos petróleo varían de 2,46 m 3 / día a un nivel dinámico de 1195 m (pozo 243) a 118 m 3 / día a través de un estrangulador de 8 mm (pozo 246). Saturado de aceite los espesores varían de 0,4 m (pozo 172) a 41,6 (pozo 246). El tamaño del depósito es de 48 x 15 km, la altura es de hasta 112 m, el tipo se tamiza litológicamente.
Depósitos de la formación AS 11 0. El reservorio AS 11 0 tiene una zona de desarrollo reservorio muy insignificante en forma de cuerpos lenticulares, confinada a las secciones sumergidas de la parte cercana al frente.
Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 408 se recuperó a una profundidad de 2432-2501 m. Las dimensiones del depósito son 10,8 x 5,5 km, la altura es de 59 m, el tipo se tamiza litológicamente. Débito petróleo de pozo. 252 fue de 14,2 m3 / día a Нд = 1410 m.
Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 172 fue penetrado por un pozo a una profundidad de 2442-2446 my tiene unas dimensiones de 4,7 x 4,1 km, una altura de 3 m. petróleo ascendió a 4,8 m 3 / día a Нд = 1150 m.
Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 461 mide 16 x 6 km. Aceite saturado el espesor varía de 1,6 a 4,8 m El tipo de yacimiento se tamiza litológicamente. Débito petróleo de pozo. 461 fue de 15,5 m 3 / día, Nd = 1145 m.
Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 425 fue penetrado por un pozo. Aceite saturado capacidad - 3,6 m. petróleo ascendió a 6,1 m 3 / día a Нд = 1260 m.
El horizonte AS 10 fue penetrado dentro de la zona central del campo Priobskoye, donde están confinados a los lugares más sumergidos de la parte casi superior, así como al ala suroeste de la estructura. La división del horizonte en capas АС 10 1, АС 10 2-3 (en las partes central y oriental) y АС 10 2-3 (en la parte occidental) es hasta cierto punto condicional y está determinada por las condiciones de ocurrencia , formación de estos depósitos, teniendo en cuenta la composición litológica de las rocas y las características físico-químicas aceites.
El depósito principal AS 10 2-3 se abrió a profundidades de 2427-2721 my está ubicado en la parte sur del campo. Débito petróleo están en el rango de 1,5 m 3 / día a 8 mm de estrangulamiento (pozo 181) a 10 m 3 / día a Nd = 1633 m (pozo 421). Saturado de aceite los espesores varían de 0,8 m (pozo 180) a 15,6 m (pozo 181). Las dimensiones del depósito son de 31 x 11 km, la altura es de hasta 292 m, el depósito está tamizado litológicamente.
Depositar AS 10 2-3 en el área del pozo. 243 se abrieron a profundidades de 2393-2433 m. Débito petróleo es de 8,4 m 3 / día a Нд = 1248 m (pozo 237). Saturado de aceite espesor - 4.2 - 5 m.Dimensiones 8 x 3.5 km, altura hasta 40 m.Tipo de depósito - apantallado litológicamente.
Depositar AS 10 2-3 en el área del pozo. 295 se abrió a una profundidad de 2500-2566 my está controlado por las zonas de formación de arcilla. Saturado de aceite los espesores varían de 1,6 a 8,4 m. 295, 3.75 m 3 / día se obtuvo en Hd = 1100 m. Las dimensiones del depósito son 9.7 x 4 km, la altura es de 59 m.
El depósito principal AC 10 1 se abrió a profundidades de 2374-2492 m. Las zonas de reemplazo de los reservorios controlan el depósito desde tres lados, y en el sur, su límite se trazó condicionalmente a una distancia de 2 km del pozo. 259 y 271. Saturado de aceite los espesores varían de 0,4 (pozo 237) a 11,8 m (pozo 265). Débito petróleo: de 2,9 m 3 / día a Нд = 1064 m (pozo 236) a 6,4 m 3 / día a un estrangulador de 2 mm. Las dimensiones del depósito son de 38 x 13 km, la altura es de hasta 120 m, el tipo de depósito se tamiza litológicamente.
Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 420 fue recuperado a profundidades de 2480-2496 m. Las dimensiones del depósito son 4.5 x 4 km, la altura es de 16 m.
Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 330 se recuperó a profundidades de 2499-2528 m. Las dimensiones del depósito son 6 x 4 km, la altura es de 29 m.
Deposite AS 10 1 en el área del pozo. Se recuperaron 255 a profundidades de 2468-2469 m El tamaño del depósito es de 4 x 3,2 km.
La sección del estrato AS 10 se completa con el estrato productivo AS 10 0. Dentro de los cuales se han identificado tres depósitos, ubicados en forma de cadena de impacto submarino.
Depositar AS 10 0 en el área del pozo. 242 se recuperó a profundidades de 2356-2427 my se tamiza litológicamente. Débito petróleo son 4.9 - 9 m 3 / día en Nd-1261-1312 m. Saturado de aceite el espesor es de 2.8 - 4 m, las dimensiones del depósito son de 15 x 4.5 km, la altura es de hasta 58 m.
Depositar AS 10 0 en el área del pozo. 239 fue recuperado a profundidades de 2370-2433 m. petróleo son 2,2 - 6,5 m 3 / día en Nd-1244-1275 m. Saturado de aceite el espesor es de 1.6-2.4 m. Las dimensiones del depósito son de 9 x 5 km, la altura es de hasta 63 m.
Depositar AS 10 0 en el área del pozo. 180 se recuperó a profundidades de 2388-2391 my se tamiza litológicamente. Aceite saturado espesor - 2.6 m. Afluencia petróleo ascendió a 25,9 m 3 / día en Nd-1070 m.
La cobertura sobre el horizonte AC 10 está representada por un miembro de rocas arcillosas, que varía de 10 a 60 m de este a oeste.
Las rocas arenoso-limolitas de la formación AS 9 tienen una distribución limitada y se presentan en forma de ventanas de facies, gravitando principalmente hacia las partes noreste y este de la estructura, así como hacia la zambullida suroeste.
Depósito de formación AS 9 en el área del pozo. 290 se recuperó a profundidades de 2473-2548 my está confinado a la parte occidental del campo. Saturado de aceite los espesores oscilan entre 3,2 y 7,2 m. petróleo son 1.2 - 4.75 m 3 / día con Nd - 1382-1184 m. El tamaño del depósito es de 16.1 x 6 km, la altura es de hasta 88 m.
En el este del campo, se han identificado dos pequeños depósitos (6 x 3 km). Saturado de aceite los espesores varían de 0,4 a 6,8 m. petróleo 6 y 5,6 m 3 / día a Нд = 1300-1258 m Los depósitos se criban litológicamente.
Completando los sedimentos productivos neocomianos se encuentra la formación AS 7, que tiene un patrón muy mosaico en su ubicación. con aceite y acuíferos.
El reservorio este de la formación AC 7 más grande en el área se recuperó a profundidades de 2291-2382 m. En tres lados está delimitado por zonas de reemplazo del reservorio, y en el sur su límite es condicional y se traza a lo largo de una línea que pasa a 2 km de pozos 271 y 259. El depósito está orientado de suroeste a noreste. Afluentes petróleo: 4,9 - 6,7 m 3 / día a Нд = 1359-875 m. Saturado de aceite los espesores varían de 0,8 a 7,8 m. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son de 46 x 8,5 km, la altura es de hasta 91 m.
Depositar AS 7 en el área del pozo. 290 se abrió a una profundidad de 2302-2328 m. Cojinete de aceite el espesor es de 1,6 a 3 m. 290 recibieron 5,3 m 3 / día petróleo a P = 15 MPA. El tamaño del depósito es de 10 x 3,6 km, la altura es de 24 m.
Depositar AS 7 en el área del pozo. 331 se abrió a una profundidad de 2316-2345 my es un cuerpo lenticular arqueado. Saturado de aceite los espesores varían de 3 a 6 m. 331 entradas recibidas petróleo 1,5 m 3 / día a Нд = 1511 m Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son 17 x 6,5 km, la altura es de 27 m.
Depositar AS 7 en el área del pozo. 243 se abrieron a una profundidad de 2254-2304 m. Saturado de aceite espesor 2.2-3.6 m Dimensiones 11.5 x 2.8 km, altura - 51 m. Bien. 243 recibidos petróleo 1,84 m 3 / día en Nd-1362 m.
Depositar AS 7 en el área del pozo. 259, recuperado a una profundidad de 2300 m, es una lente de arenisca. Aceite saturado espesor 5,0 m.Dimensiones 4 x 3 km.
Campo Priobskoye
|
Nombre indicadores |
Categoría |
CA 12 3 |
AC 12 1-2 |
CA 12 0 |
CA 11 2-4 |
CA 11 1 |
CA 11 0 |
AC 10 2-3 |
CA 10 1 |
CA 10 0 |
CA 9 |
CA 7 |
|
Inicial recuperable reservas, miles de toneladas |
Sol 1 C 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Acumulado botín, miles de toneladas |
1006 |
|||||||||||
|
Anual botín, miles de toneladas |
||||||||||||
|
Bien stock minería inyección |
||||||||||||
|
Esquema perforando |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
3 hileras |
|||
|
Tamaño de malla |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Densidad pozos |
Breves características geológicas y de campo de los reservorios.
Campo Priobskoye
|
Opciones |
Índice |
Estratos |
|||||||||||||
|
Reservorio productivo |
CA 12 3 |
AC 12 1-2 |
CA 12 0 |
CA 11 2-4 |
CA 11 1 |
CA 11 0 |
AC 10 2-3 |
CA 10 1 |
CA 10 0 |
CA 9 |
CA 7 |
||||
|
Profundidad de la parte superior de la costura, m |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Elevación absoluta de la parte superior de la costura, m |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
Marca absoluta de OWC, m |
|||||||||||||||
|
Espesor total de la costura, m |
18.8 |
||||||||||||||
|
Espesor efectivo, m |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
Aceite saturado espesor, m |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Relación neto / bruto, participación, unidades |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Características petrofísicas de los reservorios.
|
Opciones |
Índice |
Estratos |
|||||||||||||
|
Reservorio productivo |
CA 12 3 |
AC 12 1-2 |
CA 12 0 |
CA 11 2-4 |
CA 11 1 |
CA 11 0 |
AC 10 2-3 |
CA 10 1 |
CA 10 0 |
CA 9 |
CA 7 |
||||
|
Carbonato,% |
promedio min-amapola |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
Con un tamaño de grano de 0,5-0,25 mm |
promedio min-amapola |
1.75 |
|||||||||||||
|
con un tamaño de grano de 0,25-0,1 mm |
promedio min-amapola |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
con un tamaño de grano de 0,1-0,01 mm |
promedio min-amapola |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
con un tamaño de grano de 0,01 mm |
promedio min-amapola |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
Coeficiente clasificado, |
promedio min-amapola |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Tamaño de grano medio, mm |
promedio min-amapola |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Contenido de arcilla,% |
|||||||||||||||
|
Tipo de cemento |
arcilloso, carbonato-arcilloso, film-poroso. |
||||||||||||||
|
Coeff. Porosidad abierta. por núcleo, fracciones unitarias |
Promedio min-mak |
0.17 0.16-0.18 |
0.18 0.17-0.19 |
0.18 0.17-0.20 |
0.19 0.18-0.19 |
0.20 0.18-0.22 |
0.18 0.18 |
0.20 0.20-0.22 |
0.17 0.17 |
||||||
|
Coeff. permeabilidad del núcleo, 10-3 μm 2 |
promedio min-amapola |
1.04 1.0-1.05 |
5.41 0.59-20.2 |
4.76 0.57-13.0 |
15.9 4.3-27.0 |
47.0 2.2-87.6 |
2.2 2.2-23.1 |
||||||||
|
Capacidad de retención de agua,% |
promedio min-amapola |
||||||||||||||
|
Coeff. Porosidad abierta por tala, unidades de dólar |
|||||||||||||||
|
Coeff. Permeabilidad de registro de pozos, 10-3 μm 2 |
|||||||||||||||
|
Coeff. Saturación de aceite por GIS, fracciones de unidades |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
Presión inicial del yacimiento, MPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Temperatura del depósito, С |
|||||||||||||||
|
Débito petróleo según los resultados de la exploración de prueba. bien m3 / día |
Promedio min-mak |
1.0-7.5 |
0.1-26.0 |
2.5-21.6 |
0.4-25.5 |
2.5-118 |
5.94-14.2 |
1.5-58 |
1.64-6.4 |
9-25.9 |
1.2-4.8 |
1.5-6.7 |
|||
|
Productividad, m3 / día MPa |
promedio min-amapola |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Conductividad hidráulica, 10-11 m -3 / Pa * seg. |
promedio min-amapola |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Características fisicoquímicas petróleo y gas
|
Opciones |
Índice |
Estratos |
|
|
Reservorio productivo |
CA 12 3 |
CA 11 2-4 |
CA 10 1 |
|
Densidad petróleo en superficial Condiciones, kg / m3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Densidad petróleo en condiciones de yacimiento |
|||
|
Viscosidad en condiciones de superficie, mPa.sec |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Viscosidad del yacimiento |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
Resinas de gel de sílice |
7.35 |
7.31 |
|
|
Asfaltenos |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Azufre |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Parafina |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Punto de fluidez petróleo, C 0 |
|||
|
Temperatura. saturación petróleo parafina, C 0 |
|||
|
Rendimiento de fracción,% |
|||
|
hasta 100 С 0 |
|||
|
hasta 150 С 0 |
66.8 |
||
|
hasta 200 С 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
hasta 250 С 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
hasta 300 С 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
Composición de los componentes petróleo(molar Concentración,%) |
|||
|
Carbónico gas |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Nitrógeno |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
Metano |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
Etano |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
Propano |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
Isobutano |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
Butano normal |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
Isopentano |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
Pentano normal |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6 + superior |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Peso molecular, kg / mol |
161.3 |
||
|
Presión de saturación, mPa |
6.01 |
||
|
Relación volumétrica |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Gas factor de separación condicional m 3 / t |
|||
|
Densidad gas, kg / m3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Tipo de gas |
|||
|
Composición de los componentes gas de petroleo (concentración molar,%) |
|||
|
Nitrógeno |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Carbónico gas |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
Metano |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
Etano |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
Propano |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
Isobutano |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
Butano normal |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
Isopentano |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
Pentano |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6 + superior |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Composición y propiedades de las aguas de formación
|
Complejo acuífero |
|||
|
Reservorio productivo |
CA 12 0 |
CA 11 0 |
CA 10 1 |
|
Densidad de las condiciones de la superficie del agua, t / m3 |
|||
|
Mineralización, g / l |
|||
|
Tipo de agua |
cloro-ca- |
cara |
|
|
Cloro |
9217 |
||
|
Sodio + potasio |
5667 |
||
|
Kalya |
|||
|
Magnesio |
|||
|
Bicarbonato |
11.38 |
||
|
Yodo |
47.67 |
||
|
Bromo |
|||
|
Boro |
|||
|
Amonio |
40.0 |
||
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Introducción
1 Características geológicas del campo Priobskoye.
1.1 Información general sobre el depósito
1.2 Sección litoestratigráfica
1.3 Estructura tectónica
1.4 Contenido de aceite
1.5 Características de las formaciones productivas
1.6 Características de los acuíferos
1.7 Propiedades fisicoquímicas de los fluidos de formación
1.8 Estimación de reservas de petróleo
1.8.1 Reservas de petróleo
2. Los principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo del campo Priobskoye
2.1 Dinámica de los principales indicadores de desarrollo del campo Priobskoye
2.2 Análisis de los principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo
2.3 Características de desarrollo que afectan la operación del pozo
3. Métodos aplicados de recuperación mejorada de hidrocarburos
3.1 Elección del método de impacto en el depósito de petróleo
3.2 Criterios geológicos y físicos para la aplicabilidad de varios métodos de estimulación en el campo Priobskoye
3.2.1 Inundación de agua
3.3 Métodos de impacto en la zona de fondo de pozo del pozo para estimular la producción de petróleo
3.3.1 Tratamientos ácidos
3.3.2 Fracturamiento hidráulico
3.3.3 Mejora de la eficiencia de los disparos
Conclusión
Introducción
La industria petrolera es uno de los componentes más importantes de la economía rusa, y afecta directamente la formación del presupuesto del país y sus exportaciones.
El estado de la base de recursos del complejo de petróleo y gas es el problema más grave en la actualidad. Los recursos petroleros se están agotando paulatinamente, una gran cantidad de campos se encuentran en la etapa final de desarrollo y tienen un gran porcentaje de corte de agua, por lo tanto, la tarea más urgente y primaria es la búsqueda y puesta en servicio de campos jóvenes y prometedores, uno de los cuales es el campo Priobskoye (en términos de reservas, es uno de los depósitos más grandes de Rusia).
El saldo de reservas de petróleo, aprobado por el Comité de Reservas del Estado, en la categoría C1 es de 1.827,8 millones de toneladas, recuperables 565,0 millones de toneladas. con un factor de recuperación de petróleo de 0,309, teniendo en cuenta las reservas en la zona de amortiguamiento bajo las llanuras aluviales de los ríos Ob y Bolshoi Salym.
Las reservas de saldo de petróleo de categoría C 2 son 524073 mil toneladas, recuperables - 48970 mil toneladas con un factor de recuperación de petróleo de 0.093.
El campo Priobskoye tiene una serie de rasgos característicos:
grande, multicapa, único en términos de reservas de petróleo;
de difícil acceso, caracterizado por un importante pantano, en el período primavera-verano, la mayor parte del territorio está inundado por inundaciones;
el río Ob fluye a través del territorio del depósito, dividiéndolo en partes de la margen derecha y margen izquierda.
El campo se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos. Las formaciones AC10, AC11, AC12 son de interés industrial. Los colectores de los horizontes AC10 y AC11 se clasifican como de producción media y baja, y los AC12 tienen una productividad anormalmente baja. El funcionamiento de la formación AS12 debe destacarse como un problema de desarrollo independiente, porque , el embalse AC12 es también el más significativo en términos de reservas de todos los embalses. Esta característica indica la imposibilidad de desarrollar el campo sin afectar activamente sus estratos productivos.
Una de las direcciones para resolver este problema es la implementación de medidas para intensificar la producción de petróleo.
1 . Característica geológicaPriobskyLugar de nacimiento
1.1 Información general sobre el depósito
El campo petrolífero de Priobskoye está ubicado administrativamente en el distrito de Khanty-Mansiysk del Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen.
El área de trabajo se encuentra a 65 km al este de la ciudad de Khanty-Mansiysk, a 100 km al oeste de la ciudad de Nefteyugansk. Actualmente, el área es una de las de más rápido crecimiento económico en el Okrug Autónomo, lo que se hizo posible debido al aumento de la volumen de exploración geológica y producción de petróleo. ...
Los campos cercanos desarrollados más grandes: Salymskoye, ubicado a 20 km al este, Prirazlomnoye, ubicado en las inmediaciones, Pravdinskoye - 57 km al sureste.
El gasoducto Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk y el oleoducto Ust-Balyk-Omsk corren al sureste del campo.
El área de Priobskaya en su parte norte se encuentra dentro de la llanura aluvial de Ob, una llanura aluvial joven con la acumulación de depósitos cuaternarios de un espesor relativamente grande. Las marcas absolutas del relieve son 30-55 m La parte sur del área tiende a una llanura aluvial plana al nivel de la segunda terraza sobre la llanura aluvial con formas débilmente expresadas de erosión y acumulación fluvial. Las marcas absolutas aquí son 46-60 m.
La red hidrográfica está representada por el canal Maliy Salym, que fluye en dirección sublatitudinal en la parte norte del área y en esta área está conectado por pequeños canales Malaya Berezovskaya y Polaya con el canal Ob grande y profundo Bolshoy Salym. El río Ob es la principal vía fluvial de la región de Tyumen. En el territorio de la región hay una gran cantidad de lagos, los más grandes de los cuales son el lago Olevashkina, el lago Karasye y el lago Okunevoe. Los pantanos son intransitables, se congelan a fines de enero y son el principal obstáculo para el movimiento de vehículos.
El clima de la región es marcadamente continental con inviernos largos y veranos cortos y cálidos. El invierno es helado y nevado. El mes más frío del año es enero (temperatura media mensual de -19,5 grados C). El mínimo absoluto es de -52 grados C.El más cálido es julio (la temperatura media mensual es de +17 grados C), el máximo absoluto es de +33 grados C.La precipitación media anual es de 500-550 mm por año, con un 75% de caída. en la estación cálida. La capa de nieve se establece en la segunda quincena de octubre y dura hasta principios de junio. El espesor de la capa de nieve es de 0,7 ma 1,5-2 m. La profundidad de congelación del suelo es de 1-1,5 m.
El área bajo consideración se caracteriza por suelos arcillosos podzólicos en áreas relativamente elevadas y suelos turbosos-podzólicos-limosos y turbosos en áreas pantanosas del área. Dentro de los límites de las llanuras, los suelos aluviales de las terrazas fluviales son principalmente arenosos, en lugares arcillosos. La flora es diversa. Predominan los bosques de coníferas y mixtos.
El área está ubicada en una zona de presencia aislada de rocas permafrost relictas y cercanas a la superficie. Los suelos congelados cercanos a la superficie se encuentran en cuencas hidrográficas debajo de turberas. Su espesor está controlado por el nivel del agua subterránea y alcanza los 10-15 m, la temperatura es constante y cercana a los 0 grados C.
En territorios adyacentes (en el campo Priobskoye, no se han estudiado las rocas congeladas), el permafrost ocurre a profundidades de 140-180 m (campo Lyantorskoye). El espesor del permafrost es de 15 a 40 m, rara vez más. Congeladas son más a menudo la parte más baja, más arcillosa, de Novomikhailovskaya y una parte insignificante de las formaciones Atlym.
Los asentamientos más grandes más cercanos al área de trabajo son las ciudades de Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut y de asentamientos más pequeños: los pueblos de Seliyarovo, Sytomino, Lempino y otros.
1.2 Litoestratigráficoincisión
La sección geológica del campo Priobskoye está compuesta por un estrato grueso (más de 3000 m) de sedimentos terrígenos de la cubierta sedimentaria de la era Meso-Cenozoica, presentes en las rocas del complejo pre-jurásico, representado por la corteza meteorizada.
Prejurásico educación (Pz)
En la sección de los estratos pre-jurásicos se distinguen dos niveles estructurales. El inferior, confinado a la corteza consolidada, está representado por grafito-porfiritas muy dislocadas, gravas y calizas metamorfoseadas. El piso superior, identificado como complejo intermedio, está compuesto por depósitos efusivo-sedimentarios menos dislocados de la era Pérmica-Triásica hasta 650 m de espesor.
Sistema jurásico (J)
El sistema jurásico está representado por las tres divisiones: inferior, medio y superior.
Incluye las formaciones Tyumen (J1 + 2), Abalak y Bazhenov (J3).
Depósitos Tyumen Las formaciones se encuentran en la base de la cubierta sedimentaria sobre las rocas de la corteza meteorizada con discordancia angular y estratigráfica y están representadas por un complejo de rocas terrígenas de composición arcillosa-arenosa-limolita.
El espesor de los depósitos de la Formación Tyumen varía de 40 a 450 m. Dentro de los límites del depósito, se abrieron a profundidades de 2806-2973m. Los depósitos de la Formación Tyumen están constantemente superpuestos por los depósitos del Jurásico Superior de las Formaciones Abalak y Bazhenov. Abalakskaya La formación está compuesta de lutitas de glauconita ramificadas de color gris oscuro a negro con capas intermedias de limolita en la parte superior de la sección. El espesor de la suite varía de 17 a 32 m.
Depósitos Bazhenov Las formaciones están representadas por lutitas bituminosas de color gris oscuro, casi negras, con capas intermedias de lutitas ligeramente limosas y rocas organogénicas de carbonato arcilloso. La formación tiene entre 26 y 38 m de espesor.
Sistema cretáceo (K)
Los depósitos del sistema Cretácico se desarrollan en todas partes representados por las secciones superior e inferior.
Las formaciones Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya y Khanty-Mansiysk se distinguen en la sección inferior de abajo hacia arriba, y en la sección superior, las formaciones Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya y Gankinskaya.
La parte de abajo ahskoy La formación (K1g) está representada principalmente por lutitas con capas delgadas subordinadas de limolitas y areniscas, combinadas en la secuencia de Achimov.
En la parte superior de la Formación Akhskaya, hay un miembro maduro de arcillas Pimskian gris oscuro finamente elutridas, que se acercan a un gris.
El espesor total de la suite varía de oeste a este de 35 a 415 m. En las secciones ubicadas al este, un grupo de estratos BS1-BS12 están confinados a este estrato.
Incisión Cherkashin La formación (K1g-br) está representada por la alternancia rítmica de arcillas grises, limolitas y areniscas limosas. Estos últimos, dentro de los límites del campo, así como las areniscas, son industrialmente petrolíferos y se distribuyen en las capas AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.
El espesor de la formación varía de 290 a 600 m.
Arriba hay arcillas de color gris oscuro a negro alym Formaciones (K1a), en la parte superior con intercalaciones de lutitas bituminosas, en la parte inferior - limolitas y areniscas. El espesor de la suite varía de 190 a 240 m. Las arcillas son un sello regional para los depósitos de hidrocarburos en toda la región de petróleo y gas de Sredneobskaya.
Vikulovskaya suite (K1a-al) consta de dos subformaciones.
El inferior es predominantemente arcilloso, el superior es arenoso-arcilloso con predominio de areniscas y limolitas. La formación se caracteriza por la presencia de detritos vegetales. El espesor de la formación varía de 264 m en el oeste a 296 m en el noreste.
Khanty-Mansiysk La formación (K1a-2s) está representada por intercalaciones desiguales de rocas arenoso-arcillosas con predominio de las primeras en la parte superior del tramo. Las rocas de la formación se caracterizan por una abundancia de detritos carbonosos. El espesor de la formación varía de 292 a 306 m.
Uvat La formación (K2s) está representada por una fusión desigual de arenas, limolitas y areniscas. La formación se caracteriza por la presencia de restos vegetales carbonizados y ferruginosos, detritos carbonosos y ámbar. El espesor de la suite es de 283-301 m.
Bertsovskaya La suite (K2k-st-km) se subdivide en dos subformaciones. La inferior, formada por arcillas montmorellonitas grises, con intercalaciones tipo opoka de 45 a 94 m de espesor, y la superior, representada por arcillas grises, gris oscuro, silíceas, arenosas, de 87-133 m de espesor.
Gankinskaya La formación (K2mP1d) consiste en arcillas grises, gris verdosas que pasan a margas con granos de glauconita y nódulos de siderita. Su espesor es de 55-82 m.
Sistema Paleógeno (P2)
El sistema Paleógeno incluye rocas de las formaciones Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya y Turtasskaya. Los tres primeros están representados por sedimentos marinos, el resto son continentales.
Talitskaya La formación está compuesta por un estrato de arcillas gris oscuro, en zonas limosas. Hay restos vegetales peritizados y escamas de pescado. El espesor de la suite es de 125-146 m.
Lyulinvorskaya la formación está representada por arcillas de color verde amarillento, en la parte inferior de la sección a menudo son opokoides con capas intermedias de opokas. El espesor de la suite es de 200 a 363 m.
Tavdinskaya la formación que completa la sección del Paleógeno marino está hecha de arcillas grises azuladas con capas intermedias de limolita. El espesor de la suite es de 160-180 m.
Atlymskaya La formación está compuesta por sedimentos continentales aluviales-marinos, que consisten en arenas grises a blancas, predominantemente de cuarzo con capas intermedias de carbón pardo, arcillas y limolitas. El espesor de la suite es de 50-60 m.
Novomikhailovskaya Formación: representada por capas intercaladas desiguales de arenas grises, de grano fino, cuarzo-feldespato con arcillas grises y gris pardusco y limolitas con capas intermedias de arena y carbón pardo. El espesor de la suite no supera los 80 m.
Turtasskaya La formación está formada por arcilla y limolitas de color gris verdoso, con capas delgadas de capas intermedias de diatomitas y arenas de cuarzo-glauconita. El espesor de la suite es de 40-70 m.
Sistema cuaternario (Q)
Está presente en todas partes y está representado en la parte inferior por alternancia de arenas, arcillas, margas y margas arenosas, en la parte superior - por facies de turberas y lacustres - limos, margas y margas arenosas. El espesor total es de 70-100 m.
1.3 Tectónicoestructura
La estructura de Priobskaya está ubicada en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansi, el megapliegue de Lyaminsky, los grupos de levantamientos de Salym y West Lempa. Las estructuras de primer orden se complican por levantamientos en forma de oleaje y en forma de cúpula de segundo orden y estructuras anticlinales locales separadas, que son objeto de prospección y exploración de petróleo y gas.
El plan estructural moderno de la fundación pre-jurásica se estudió a lo largo del horizonte reflectante "A". Todos los elementos estructurales se muestran en el mapa estructural a lo largo del horizonte reflectante "A". En la parte suroeste de la región: levantamientos de Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye. En la parte noroeste: East-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, lo que complica la vertiente oriental de la zona de elevación de West Lempinskaya. En la parte central se encuentra la vaguada de West Sakhalin, al este de sus elevaciones Gorshkovskoe y Sakhalin, lo que complica, respectivamente, el oleaje Sredne-Lyaminsky y la nariz estructural de Sakhalin.
El levantamiento en forma de cúpula de Priobskoye, el levantamiento de baja amplitud de West Priobskoye, las estructuras de West Sakhalin y Novoobskaya se pueden rastrear a lo largo del horizonte reflectante "DB", confinado a la parte superior del miembro Bystrinskaya. El levantamiento de Khanty-Maniysk se describe en el oeste de la plaza. Al norte del levantamiento de Priobskoe, se destaca el levantamiento local de Svetloye. En la parte sur del campo en el área de pozo. 291, la elevación de los Sin Nombre se distingue condicionalmente. La zona levantada del este de Seliyarovskaya en el área de estudio está delimitada por un iso-yeso sísmico abierto - 2280 m Se puede trazar una estructura isométrica de baja amplitud cerca del pozo 606. El área de Seliyarovskaya está cubierta por una red dispersa de líneas sísmicas, sobre cuya base se puede predecir una estructura positiva. El levantamiento de Seliyarovskoe es confirmado por el plan estructural para el horizonte reflectante "B". Debido al escaso conocimiento de la parte occidental del área, exploración sísmica, al norte de la estructura Seliyarovskaya, condicionalmente, se distingue un levantamiento sin nombre en forma de cúpula.
1.4 Contenido de aceite
En el campo Priobskoye, el suelo petrolífero cubre depósitos de un espesor significativo desde el Jurásico Medio hasta el Aptiano y tiene más de 2,5 km.
Se obtuvieron entradas de petróleo no comerciales y núcleos con signos de hidrocarburos de los depósitos de las formaciones Tyumen (Yu 1 y Yu 2) y Bazhenov (Yu 0). Debido al número limitado de materiales geológicos y geofísicos disponibles, la estructura de los depósitos no ha sido suficientemente fundamentada hasta la fecha.
La capacidad petrolífera comercial se establece en las formaciones neocomianas del grupo AS, donde se concentra el 90% de las reservas probadas. Los principales estratos productivos están encerrados entre los paquetes de arcilla de Pimskaya y Bystrinskaya. Los depósitos están confinados a los cuerpos arenosos lenticulares formados en la plataforma y depósitos clinoformados del Neocomiano, cuya productividad no está controlada por el plan estructural moderno y está determinada prácticamente solo por la presencia de reservorios productivos en el tramo. La ausencia de agua de formación durante numerosas pruebas en la parte productiva del tramo demuestra que los depósitos de aceite asociados a las capas de estos paquetes son cuerpos lenticulares cerrados completamente llenos de aceite, y los contornos de los depósitos para cada capa arenosa están determinados por el límites de su distribución. Una excepción es la formación AC 7, donde las entradas de agua de formación se obtuvieron de lentes de arena llenos de agua.
Como parte de los sedimentos productivos neocomianos, se han identificado 9 objetos de cálculo: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, COMO 7. Los depósitos de las formaciones АС 7, АС 9 no tienen interés industrial.
El perfil geológico se muestra en la Figura 1.1.
1.5 CaracterísticaproductivoEstratos
Las principales reservas de petróleo del campo Priobskoye se concentran en sedimentos de la era neocomiana. Una característica de la estructura geológica de los depósitos asociados a las rocas neocomianas es que tienen una estructura megacapa, debido a su formación en condiciones de llenado lateral de una cuenca suficientemente profunda (300-400 m) debido a la remoción de clásticos. material terrígena del este y sureste. La formación del megacomplejo neocomiano de rocas sedimentarias tuvo lugar en toda una serie de condiciones paleogeográficas: sedimentación coinental, costera, plataforma y sedimentación muy lenta en mar abierto profundo.
A medida que nos movemos de este a oeste, hay una inclinación (con respecto a la Formación Bazhenov, que es un punto de referencia regional) tanto de los miembros arcillosos envejecidos (punto de referencia zonal) como de las rocas arenosas-limolitas contenidas entre ellos.
Según las determinaciones realizadas por los especialistas de ZapSibNIGNI sobre la fauna y el polen de esporas muestreados de arcillas en el intervalo de ocurrencia del miembro Pimskaya, la edad de estos depósitos resultó ser Hauteriviana. Todas las capas que se encuentran por encima del miembro de Pimskaya. Se indexaron como un grupo AS, por lo tanto, en el campo Priobskoye, las capas BS 1-5 se volvieron a indexar a AS 7-12.
Al calcular las reservas, se identificaron 11 formaciones productivas como parte del megacomplejo de depósitos productivos neocomianos: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.
La unidad de reservorio AS 12 se encuentra en la base del megacomplejo y es la parte más profunda en términos de formación. La composición incluye tres capas AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, que están separadas por arcillas relativamente maduras en la mayor parte del área, cuyo espesor varía de 4 a 10 m.
Los depósitos de la formación AS 12/3 están confinados al elemento monoclinal (morro estructural), dentro del cual existen elevaciones y valles de baja amplitud con zonas de transición entre ellos.
El depósito principal AC12 / 3 se recuperó a profundidades de 2620-2755 my se tamiza litológicamente por todos los lados. En términos de área, ocupa la parte más elevada del morro estructural, similar a una terraza central, y está orientada de suroeste a noreste. Los espesores saturados de aceite varían de 12,8 ma 1,4 m. Los caudales de aceite varían de 1.02 m3 / día, Нд = 1239m a 7.5 m3 / día con Нд = 1327m. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son de 25,5 km por 7,5 km y la altura es de 126 m.
El depósito AS 12/3 se abrió a una profundidad de 2640-2707 my está confinado al levantamiento local de Khanty-Mansiysk y la zona de su hundimiento oriental. El reservorio está controlado desde todos los lados por zonas de reemplazo del reservorio. Los caudales de aceite son pequeños y ascienden a 0,4-8,5 m 3 / día en varios niveles dinámicos. La elevación más alta en la parte abovedada se fija en -2640 m, y la más baja en (-2716 m). Las dimensiones del depósito son de 18 por 8,5 km, la altura es de 76 m. El tipo se criba litológicamente.
El depósito principal AC12 / 1-2 es el más grande del campo. Fue excavado a una profundidad de 2536-2728 m. Se encuentra confinado a un monoclinal complicado por levantamientos locales de pequeña amplitud con zonas de transición entre ellos. En tres lados, la estructura está limitada por pantallas litológicas y solo en el sur (a el área de Vostochno-Frolovskaya) tienden a desarrollarse los embalses. Los espesores saturados de petróleo varían en un amplio rango de 0,8 a 40,6 m, mientras que la zona de espesores máximos (más de 12 m) cubre la parte central del depósito, así como la oriental. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son de 45 km por 25 km, la altura es de 176 m.
En el embalse AS 12 / 1-2 se descubrieron depósitos de 7,5 por 7 km, una altura de 7 my 11 por 4,5 km y una altura de 9 m, ambos depósitos son de tipo cribado litológico.
El embalse AS 12/0 tiene una zona de desarrollo más pequeña. El depósito principal AC 12/0 es un cuerpo lenticular orientado de suroeste a noreste. Sus dimensiones son de 41 por 14 km, la altura es de 187 M. Los caudales de aceite varían desde las primeras unidades de m3 / día en niveles dinámicos hasta 48 m3 / día.
La cobertura del horizonte AS 12 está formada por una capa gruesa (hasta 60 m) de rocas arcillosas.
Sobre la sección, hay un estrato de pago AS 11, que incluye AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Los tres últimos están conectados en un solo objeto de conteo, que tiene una estructura muy compleja tanto en sección como en área. En las zonas de desarrollo de embalses, gravitando hacia las áreas de repisa, se observa el espesor más significativo del horizonte con tendencia a aumentar hacia el noreste (hasta 78,6 m). En el sureste, este horizonte está representado únicamente por la capa AS 11/2, en la parte central - por la capa AS 11/3, en el norte - por la capa AS 11 / 2-4.
El depósito principal AC11 / 1 es el segundo más grande dentro del campo Priobskoye. La capa AS11 / 1 se desarrolla en la parte delantera del levantamiento en forma de oleaje del golpe sumergible, lo que complica la monoclina. En tres lados, el depósito está limitado por zonas de arcilla, y en el sur, el borde está trazado condicionalmente. El tamaño del reservorio principal es de 48 por 15 km, la altura es de 112 M. Las tasas de producción de petróleo varían de 2,46 m 3 / día a un nivel dinámico de 1195 ma 11,8 m 3 / día.
La capa AC 11/0 se identificó como cuerpos lenticulares aislados en el noreste y en el sur. Su espesor es de 8,6 ma 22,8 m, el primer depósito tiene unas dimensiones de 10,8 por 5,5 km, el segundo de 4,7 por 4,1 km. Ambos depósitos son de tipo cribado litológicamente. Se caracterizan por entradas de petróleo de 4 a 14 m 3 / día a nivel dinámico. El horizonte AC 10 está atravesado por casi todos los pozos y consta de tres capas AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.
El depósito principal AS 10 / 2-3 se abrió a profundidades de 2427-2721 my está ubicado en la parte sur del campo. El tipo de reservorio es de cribado litológico, dimensiones de 31 por 11 km, altura hasta 292 m, espesores saturados de aceite que van desde 15,6 ma 0,8 m.
El depósito principal AC10 / 1 se recuperó a profundidades de 2374-2492 m Las dimensiones del depósito son de 38 por 13 km, la altura es de hasta 120 m El límite sur está trazado condicionalmente. Los espesores saturados de aceite varían de 0,4 a 11,8 m. Los flujos de entrada de aceite anhidro variaron de 2,9 m 3 / día a un nivel dinámico de 1064 m a 6,4 m 3 / día.
La sección de la unidad AS 10 se completa con la capa productiva AS 10/0, dentro de la cual se han identificado tres depósitos, ubicados en forma de cadena de rumbo sumergido.
Horizonte AC 9 tiene una distribución limitada y se presenta en forma de zonas fasciales separadas ubicadas en las partes noreste y este de la estructura, así como en la región de la zambullida suroeste.
Completando los depósitos productivos neocomianos se encuentra la capa AS 7, que tiene un patrón de mosaico en la ubicación de campos petroleros y acuíferos.
El depósito de Vostochnaya más grande en el área se abrió a profundidades de 2291-2382 m y está orientado de suroeste a noreste. Entradas de petróleo 4,9-6,7 m
Se han descubierto un total de 42 depósitos dentro del campo. El área máxima tiene el depósito principal en la capa AS 12 / 1-2 (1018 km 2), el mínimo (10 km 2) - el depósito en el depósito AS 10/1.
Cuadro resumen de los parámetros del yacimiento dentro del área de producción
Cuadro 1.1
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profundidad, m |
Grosor promedio |
Abierto Porosidad. % |
Aceite saturado ..% |
Coeficiente arena |
Desmembramiento |
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campo de producción geológica formación petrolífera
1.6 Característicaacuíferoscomplejos
El campo Priobskoye es parte del sistema hidrodinámico de la cuenca artesiana de Siberia Occidental. Su característica es la presencia de depósitos arcillosos hidrófugos del Oligoceno-Turoniano, cuyo espesor alcanza los 750 m, dividiendo la sección Meso-Cenozoica en niveles hidrogeológicos superior e inferior.
El piso superior une sedimentos de la era Turoniano-Cuaternaria y se caracteriza por el libre intercambio de agua. En términos hidrodinámicos, el suelo es un acuífero, cuyas aguas subterráneas e interestratales están interconectadas.
El nivel hidrogeológico superior incluye tres acuíferos:
1- acuífero de depósitos cuaternarios;
2 - acuífero de los nuevos depósitos de Mikhaylovsky;
3- acuífero de los depósitos de Atlym.
Un análisis comparativo de los acuíferos mostró que el acuífero Atlym puede tomarse como la principal fuente de suministro centralizado de agua potable. Sin embargo, debido a una reducción significativa en los costos operativos, se puede recomendar el nuevo horizonte Mikhailovsky.
El nivel hidrogeológico inferior está representado por sedimentos de la edad Cenomaniano-Jurásico y rocas regadas de la parte superior del basamento prejurásico. A grandes profundidades en un ambiente de régimen difícil, y en algunos lugares casi estancado, se forman aguas térmicas altamente mineralizadas, que presentan una alta saturación de gases y una mayor concentración de oligoelementos. El piso inferior se distingue por un aislamiento confiable de los acuíferos de los factores naturales y climáticos de la superficie. Se distinguen cuatro acuíferos en su sección. Todos los complejos y acicludos se trazan a una distancia considerable, pero al mismo tiempo, se observa la formación de arcilla del segundo complejo en el campo Priobskoye.
Para la inundación de depósitos de petróleo en la región de Medio Ob, las aguas subterráneas del complejo Aptiano-Cenomaniano se utilizan ampliamente, compuestas por un estrato de arenas sueltas y débilmente cementadas, areniscas, limolitas y arcillas de las formaciones Uvat, Khanty-Mansi y Vikulovskaya, bien -sostiene en el área, bastante uniforme dentro del sitio. Las aguas se caracterizan por una baja corrosividad debido a la ausencia de sulfuro de hidrógeno y oxígeno en ellas.
1.7 Fisicoquímicopropiedadesreservoriofluidos
Los aceites de yacimiento para las formaciones productivas AC10, AC11 y AC12 no presentan diferencias significativas en sus propiedades. La naturaleza del cambio en las propiedades físicas de los aceites es típica de los depósitos que no tienen salida a la superficie y están rodeados por agua de borde. En condiciones de yacimiento de petróleo de saturación de gas media, la presión de saturación es 1,5-2 veces menor que la presión del yacimiento (alto grado de compresión).
Los datos experimentales sobre la variabilidad de los hidrocarburos a lo largo de la sección de las instalaciones de producción del campo indican una heterogeneidad insignificante de hidrocarburos dentro de los depósitos.
Los aceites de las formaciones АС10, АС11 y АС12 están cerca entre sí, el aceite más liviano en la formación АС11, la fracción molar de metano en él es 24.56%, el contenido total de hidrocarburos С2Н6-С5Н12 es 19.85%. Para los aceites de todos los yacimientos, la prevalencia del butano y pentano normales sobre los isómeros es característica.
La cantidad de hidrocarburos ligeros CH4 - C5H12 disueltos en aceites desgasificados es del 8,2 al 9,2%.
El gas de petróleo de separación estándar tiene un alto contenido de grasa (contenido de grasa superior a 50), la fracción molar de metano en él es 56,19 (formación AC10) - 64,29 (formación AC12). La cantidad de etano es mucho menor que la de propano, la relación C2H6 / C3H8 es 0,6, que es típica de los gases de los depósitos de petróleo. El contenido total de butanos 8.1-9.6%, pentanos 2.7-3.2%, hidrocarburos pesados С6Н14 + superior 0.95-1.28%. La cantidad de dióxido de carbono y nitrógeno es pequeña, alrededor del 1%.
Los aceites desgasificados de todas las capas son sulfurosos, parafínicos, ligeramente resinosos, de densidad media.
Aceite del yacimiento AS10 de viscosidad media, con contenido de fracciones hasta 350_C superior al 55%, los aceites de los yacimientos AS11 y AS12 son viscosos, con contenido de fracciones hasta 350_C del 45% al 54,9%.
Código tecnológico de los aceites del depósito AS10 - II T1P2, depósitos AS11 y AS12 - II T2P2.
La evaluación de los parámetros determinados por las características individuales de los aceites y gases se realizó de acuerdo con las condiciones más probables para la recolección, tratamiento y transporte del petróleo en el campo.
Las condiciones de separación son las siguientes:
Etapa 1: presión 0,785 MPa, temperatura 10_C;
Etapa 2: presión 0,687 MPa, temperatura 30 _C;
Etapa 3 - presión 0.491 MPa, temperatura 40_C;
Etapa 4 - presión 0.103 MPa, temperatura 40_C.
Comparación de valores promedio de porosidad y permeabilidad de reservorioscapas АС10-АС12 por núcleo y registro
Cuadro 1.2
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Muestras |
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1.8 Estimación de reservas de petróleo
Las reservas de petróleo del campo Priobskoye se evaluaron en general para capas sin diferenciación por depósitos. Debido a la ausencia de aguas de formación en depósitos litológicamente limitados, las reservas se calcularon para zonas puramente petrolíferas.
El saldo de las reservas de petróleo del campo Priobskoye se estimó utilizando el método volumétrico.
La base para calcular los modelos de yacimientos fueron los resultados de la interpretación del registro. En este caso, las siguientes estimaciones de los parámetros del yacimiento se tomaron como los valores límite del reservorio-no-reservorio: K op 0.145, permeabilidad 0.4 mD. De los embalses y, en consecuencia, del cálculo de reservas, se excluyeron las zonas de embalses en las que los valores de estos parámetros eran menores a los estándar.
Al calcular las reservas, se utilizó el método de multiplicar mapas de tres parámetros principales de cálculo: espesor efectivo saturado de petróleo, porosidad abierta y coeficientes de saturación de petróleo. El volumen efectivo saturado de petróleo se calculó por separado por categoría de reservas.
La asignación de categorías de reservas se realiza de acuerdo con la "Clasificación de reservas de depósitos ..." (1983). Dependiendo del nivel de exploración de los depósitos del campo Priobskoye, las reservas de petróleo y gas disuelto en ellos se calculan en las categorías B, C 1, C 2. Se han identificado reservas de Categoría B dentro de los últimos pozos de las líneas de producción en el área perforada del margen izquierdo del campo. Las reservas de Categoría C 1 se identificaron en áreas estudiadas por pozos exploratorios, en las cuales se obtuvieron flujos comerciales de petróleo o hubo información positiva sobre el registro de pozos. Las reservas en áreas inexploradas de depósitos se clasificaron en la categoría C 2. El límite entre las categorías C1 y C2 se trazó a una distancia de un doble paso de la cuadrícula operativa (500x500 m), según lo dispuesto por la "Clasificación ...".
La evaluación de reservas se completó multiplicando los volúmenes obtenidos de reservorios saturados de petróleo para cada reservorio y dentro de las categorías identificadas por la densidad del petróleo desgasificado durante la separación escalonada y el factor de conversión. Cabe señalar que son algo diferentes de los adoptados anteriormente. Esto se debe, en primer lugar, a la exclusión de los cálculos de los pozos ubicados mucho más allá del área de licencia y, en segundo lugar, a los cambios en la indexación de capas en los pozos de exploración individuales como resultado de una nueva correlación de depósitos productivos.
Los parámetros de cálculo aceptados y los resultados obtenidos del cálculo de las reservas de petróleo se dan a continuación.
1.8.1 Inventariospetróleo
Al 01.01.98, en el balance general de las reservas de petróleo de VGF se enumeran en la cantidad de:
Recuperable 613 380 mil toneladas
Recuperable 63,718 miles de toneladas
677098 recuperables miles de toneladas
Reservas de petróleo por capa
Cuadro 1.3
|
hoja de balance |
hoja de balance |
Extraemos. |
Hoja de balance |
Extraemos. |
||||||
En la sección perforada de la parte de la margen izquierda del campo Priobskoye, se llevó a cabo la estimación de reservas del Partido de Yuganskneftegaz.
La parte perforada contiene 109.438 miles de toneladas. balance y 31.131 miles de toneladas. reservas de petróleo recuperables al factor de recuperación de petróleo 0,284.
En cuanto a la parte perforada, las reservas se distribuyen de la siguiente manera:
Balance de la capa AC10 50%
Recuperable 46%
Balance del yacimiento AS11 15%
Recuperable 21%
Saldo del yacimiento AS12 35%
Recuperable 33%
En el área considerada, el grueso de las reservas se concentra en las formaciones AC10 y AC12. Esta área contiene el 5,5% de las reservas m / r. 19,5% de las reservas del embalse AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.
Priobskoem / r (margen izquierdaparte)
Cepopetróleosobrezonaexplotación
Cuadro 1.4
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Reservas de petróleo, miles de toneladas |
Cuota CIN de unidades |
||||
|
hoja de balance |
recuperable |
||||
*) Para la parte del territorio de la categoría C1, desde la que se realiza la producción de petróleo.
2 . Métodos de extracción, equipo utilizado.
El desarrollo de cada instalación de producción АС 10, АС 11, АС 12 se llevó a cabo con la colocación de pozos de acuerdo con un esquema triangular lineal de tres filas con una densidad de cuadrícula de 25 hectáreas / pozo, con la perforación de todos los pozos hasta la formación АС 12.
En 2007, SibNIINP preparó un Anexo al Esquema de Proceso para el Desarrollo Piloto de la Parte de la Ribera Izquierda del Campo Priobskoye, Incluyendo el Área de Llanura de Inundación N4, en el cual se hicieron ajustes para desarrollar la parte de la margen izquierda del campo con la conexión de nuevas plataformas N140 y 141 en la parte de la llanura aluvial del campo ... De acuerdo con este documento, se prevé implementar un sistema de bloques de tres filas (densidad de cuadrícula - 25 hectáreas / pozo) con una transición adicional en una etapa posterior de desarrollo a un sistema de bloques cerrados.
La dinámica de los principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo se presenta en el cuadro 2.1.
2. 1 DinámicaimportanteindicadoresdesarrolloPriobskyLugar de nacimiento
tabla 2.1
2. 2 Análisisimportantetécnico y económicoindicadoresdesarrollo
La dinámica de los indicadores de desarrollo basados en la Tabla 2.1 se muestra en la Fig. 2.1.
El campo Priobskoye se ha desarrollado desde 1988. Durante 12 años de desarrollo, como se puede ver en la Tabla 3., la producción de petróleo está en constante crecimiento.
Si en 1988 eran 2300 toneladas de petróleo, para 2010 llegó a 1485000 toneladas, la producción de líquido aumentó de 2300 a 1608000 toneladas.
Así, para 2010, la producción acumulada de petróleo ascendió a 8583,3 miles de toneladas. (tabla 3.1).
Desde 1991, para mantener la presión del yacimiento, se han puesto en funcionamiento pozos de inyección y se inicia la inyección de agua. Al cierre de 2010, había 132 pozos de inyección y la inyección de agua aumentó de 100 a 2362 mil toneladas. en 2010. Con un aumento en la inyección, aumenta la tasa promedio de producción de petróleo de los pozos operativos. Para 2010, el caudal aumenta, lo que se explica por la correcta elección de la cantidad de agua inyectada.
Asimismo, desde la puesta en servicio del fondo de inyección, el corte de agua de producción comienza a crecer y para el 2010 alcanza el nivel del 9,8%, los primeros 5 años el corte de agua es del 0%.
El stock de pozos productores al año 2010 ascendió a 414 pozos, de los cuales 373 pozos productores de productos por método mecanizado, al año 2010 la producción acumulada de petróleo ascendió a 8583,3 mil toneladas. (tabla 2.1).
El campo de Priobskoye es uno de los más jóvenes y prometedores de Siberia occidental.
2.3 Peculiaridadesdesarrollo,influirsobreexplotaciónpozos
El campo se caracteriza por bajas tasas de producción de pozos. Los principales problemas del desarrollo del campo fueron la baja productividad de los pozos de producción, la baja inyectividad natural (sin fracturar las capas por el agua inyectada) de los pozos de inyección, así como la mala redistribución de la presión entre los yacimientos durante el mantenimiento de la presión del yacimiento (debido a una conexión hidrodinámica débil). de secciones individuales de las capas). La operación del reservorio AS 12 debe destacarse como un problema de desarrollo de campo separado. Debido a las bajas tasas de producción, muchos pozos en esta formación deben cerrarse, lo que puede llevar a la suspensión de importantes reservas de petróleo por un período indefinido. Una de las formas de solucionar este problema del yacimiento AS 12 es la implementación de medidas para estimular la producción de petróleo.
El campo Priobskoye se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos tanto en área como en sección. Los recolectores de los horizontes AS 10 y AS 11 se clasifican como de producción media y baja, y los AS 12 tienen una productividad anormalmente baja.
Las características geológicas y físicas de las formaciones productivas del campo indican la imposibilidad de desarrollar el campo sin influir activamente en sus formaciones productivas y sin utilizar métodos de intensificación productiva.
Esto lo confirma la experiencia del desarrollo del tramo operativo de la margen izquierda.
3 . Métodos de recuperación de petróleo mejorados aplicados
3.1 Elecciónmétodoimpactosobrepetróleodepositar
La elección de un método para influir en los depósitos de petróleo está determinada por una serie de factores, los más importantes de los cuales son las características geológicas y físicas de los depósitos, las posibilidades tecnológicas de implementar el método en un campo determinado y los criterios económicos. Los métodos de estimulación del reservorio enumerados anteriormente tienen numerosas modificaciones y, en esencia, se basan en un gran conjunto de composiciones de agentes de trabajo utilizados. Por lo tanto, al analizar los métodos de estimulación existentes, tiene sentido, en primer lugar, utilizar la experiencia de los campos en desarrollo en Siberia occidental, así como los campos de otras regiones con propiedades de reservorio similares al campo Priobskoye (principalmente baja permeabilidad del reservorio) y al reservorio. fluidos.
De los métodos para estimular la producción de petróleo al influir en la zona de fondo de pozo del pozo, los más extendidos son:
fracturamiento hidráulico;
tratamientos ácidos;
tratamientos fisicoquímicos con diversos reactivos;
tratamientos termofísicos y termoquímicos;
efectos de impulso-choque, vibroacústicos y acústicos.
3.2 Criterios geológicos y físicos para la aplicabilidad de varios métodos de estimulación en el campo Priobskoye
Las principales características geológicas y físicas del campo Priobskoye para evaluar la aplicabilidad de varios métodos de estimulación son:
profundidad de las capas productivas - 2400-2600 m,
los depósitos están cribados litológicamente, régimen natural - elástico cerrado,
el espesor de las capas AC 10, AC 11 y AC 12, respectivamente, hasta 20,6, 42,6 y 40,6 m.
presión inicial del depósito - 23,5-25 MPa,
temperatura del depósito - 88-90 0 С,
baja permeabilidad de los reservorios, valores promedio de acuerdo con los resultados de los estudios de núcleo: para las formaciones АС 10, АС 11 y АС 12, respectivamente 15.4, 25.8, 2.4 mD,
alta heterogeneidad lateral y vertical de capas,
densidad del aceite de formación - 780-800 kg / m 3,
viscosidad del aceite de formación - 1,4-1,6 mPa * s,
presión de saturación de aceite 9-11 MPa,
aceite nafténico, parafínico y poco resinoso.
Al comparar los datos presentados con los criterios conocidos para la aplicación efectiva de los métodos de estimulación de yacimientos, se puede observar que, incluso sin un análisis detallado, los siguientes métodos para el campo Priobskoye pueden excluirse de los métodos anteriores: métodos térmicos e inundación de polímeros ( como método para desplazar el petróleo de las formaciones). Los métodos térmicos se utilizan para yacimientos con aceites de alta viscosidad y a profundidades de hasta 1500-1700 m. La inundación de polímero se usa preferiblemente en yacimientos con una permeabilidad de más de 0.1 μm 2 para desplazar petróleo con una viscosidad de 10 a 100 mPa * sy a temperaturas de hasta 90 0 С (para temperaturas más altas, se utilizan polímeros especiales costosos).
3.2.1 Inundación de agua
La experiencia del desarrollo de campos nacionales y extranjeros muestra que la inyección de agua resulta ser un método bastante efectivo para influir en los reservorios de baja permeabilidad con estricta observancia de los requisitos necesarios para la tecnología de su implementación.
Entre las principales razones que causan una disminución en la eficiencia de la inyección de agua de formaciones de baja permeabilidad se encuentran:
deterioro de las propiedades de filtración de la roca debido a:
hinchazón de los componentes arcillosos de la roca al entrar en contacto con el agua inyectada,
obstrucción del depósito con finas impurezas mecánicas en el agua inyectada,
precipitación de sales en el medio poroso del yacimiento durante la interacción química del agua inyectada y producida,
Reducción de la cobertura del reservorio por inundación debido a la formación de fracturas-fracturas alrededor de los pozos de inyección y su propagación hacia la profundidad del reservorio (para reservorios discontinuos, también es posible un ligero aumento en el barrido del reservorio a lo largo de la sección),
sensibilidad significativa al carácter de la humectabilidad de la roca por el agente inyectado; disminución significativa de la permeabilidad del yacimiento debido a la deposición de parafina.
La manifestación de todos estos fenómenos en reservorios de baja permeabilidad provoca consecuencias más significativas que en rocas de alta permeabilidad.
Para eliminar la influencia de estos factores en el proceso de inundación de agua, se utilizan soluciones tecnológicas apropiadas: rejillas de pozo óptimas y modos tecnológicos de operación del pozo, inyección de agua del tipo y composición requerida a los reservorios, su correspondiente tratamiento mecánico, químico y biológico, así como la adición de componentes especiales al agua.
Para el campo Priobskoye, la inyección de agua debe considerarse como el principal método de estimulación.
El uso de soluciones tensioactivas. en campo fue rechazado, en primer lugar, debido a la baja eficiencia de estos reactivos en las condiciones de reservorios de baja permeabilidad.
Para el campo Priobskoye y inundación alcalina no se puede recomendar por las siguientes razones:
El principal es el contenido predominante de arcilla estructural y estratificada de los reservorios. Los agregados de arcilla están representados por caolinita, clorita e hidromica. La interacción del álcali con el material arcilloso puede conducir no solo al hinchamiento de las arcillas, sino también a la destrucción de la roca. Una solución alcalina de baja concentración aumenta el coeficiente de hinchamiento de las arcillas en 1.1-1.3 veces y reduce la permeabilidad de la roca en 1.5-2 veces en comparación con el agua dulce, que es crítica para los reservorios de baja permeabilidad del campo Priobskoye. El uso de soluciones de alta concentración (reduciendo el hinchamiento de las arcillas) activa el proceso de destrucción de la roca. Además, las arcillas altamente intercambiables de iones pueden afectar adversamente el borde del lodo al reemplazar el sodio con hidrógeno.
Heterogeneidad de la formación muy desarrollada y una gran cantidad de capas intermedias, lo que conduce a una baja cobertura de la formación con solución alcalina.
El principal obstáculo para la aplicación. sistemas de emulsión para influir en los depósitos del campo Priobskoye, existen características de baja filtración de los reservorios del campo. La resistencia a la filtración creada por las emulsiones en los reservorios de baja permeabilidad conducirá a una fuerte disminución en la inyectividad de los pozos de inyección y una disminución en la tasa de producción de petróleo.
3.3 Métodos de impacto en la zona de formación de fondo de pozo para estimular la producción
3.3.1 Tratamientos ácidos
El tratamiento ácido de las formaciones se lleva a cabo tanto para aumentar como para restaurar la permeabilidad del yacimiento de la zona del fondo del pozo. La mayoría de estos trabajos se realizaron durante el traslado de los pozos a inyección y el posterior aumento de su inyectividad.
La acidificación estándar en el campo Priobskoye consiste en preparar una solución que contiene 14% de HCl y 5% de HF, con un volumen de 1.2-1.7 m 3 por 1 metro de espesor de formación perforada y bombearla al intervalo perforado. El tiempo de respuesta es de unas 8 horas.
Al considerar la efectividad de la acción de los ácidos inorgánicos, se tomaron en cuenta los pozos de inyección con una inyección de agua prolongada (más de un año) antes del tratamiento. El tratamiento con ácido de las estructuras cercanas al pozo en los pozos de inyección resulta ser un método bastante efectivo de restaurando su inyectividad. A modo de ejemplo, la Tabla 3.1 muestra los resultados de los tratamientos para varios pozos de inyección.
Resultados de tratamientos en pozos de inyección
Cuadro 3.1
|
fecha de procesamiento |
Inyectividad antes del procesamiento (m 3 / día) |
Inyectividad después del tratamiento (m 3 / día) |
Presión de inyección (atm) |
Tipo de ácido |
||
El análisis de los tratamientos realizados muestra que la composición de ácido clorhídrico y fluorhídrico mejora la permeabilidad de la zona cercana al pozo, la inyectividad de los pozos aumentó de 1.5 a 10 veces, el efecto se puede rastrear de 3 meses a 1 año.
Así, a partir del análisis de los tratamientos ácidos realizados en campo, se puede concluir que es recomendable realizar tratamientos ácidos de las zonas de fondo de pozo de los pozos de inyección con el fin de restaurar su inyectividad.
3.3.2 Fracturamiento hidráulico
La fracturación hidráulica (fracturación hidráulica) es uno de los métodos más efectivos para estimular la producción de petróleo a partir de reservorios de baja permeabilidad y aumentar la producción de reservas de petróleo. La fracturación hidráulica se utiliza ampliamente en la práctica de producción de petróleo tanto nacional como extranjera.
Ya se ha acumulado una experiencia significativa en fracturación hidráulica en el campo Priobskoye. El análisis realizado en el campo de fracturación hidráulica indica la alta eficiencia de este tipo de estimulación de producción para el campo, a pesar de la significativa tasa de disminución de la producción después de la fracturación hidráulica. La fracturación hidráulica en el caso del campo Priobskoye no solo es un método para estimular la producción, sino también para aumentar la recuperación de petróleo. En primer lugar, la fracturación hidráulica permite conectar reservas de petróleo no drenado en reservorios discontinuos del campo. En segundo lugar, este tipo de impacto permite extraer un volumen adicional de petróleo de la formación de baja permeabilidad AS 12 dentro de un tiempo aceptable de operación de campo.
CalificaciónadicionalmineríadetenenciaFracturamiento hidráulicosobrePriobskomcampo.
La introducción del método de fracturamiento hidráulico en el campo Priobskoye comenzó en 2006 como uno de los métodos de estimulación más recomendados en las condiciones de desarrollo dadas.
Durante el período de 2006 a enero de 2011, se realizaron en campo 263 operaciones de fracturamiento hidráulico (61% del fondo). El principal número de trabajos de fracturación hidráulica se realizó en 2008 - 126.
A fines de 2008, la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica ya representaba aproximadamente el 48% del petróleo total producido durante el año. Además, la mayor parte de la producción adicional fue petróleo del reservorio AS-12: 78,8% de la producción total en el reservorio y 32,4% de la producción total. Para el embalse AS11: 30,8% de la producción total del embalse y 4,6% de la producción en general. Para el embalse AS10: 40,5% de la producción total del embalse y 11,3% de la producción en general.
Como puede ver, el principal objetivo de la fracturación hidráulica fue la formación AS-12 como la menos productiva y que contiene la mayor parte de las reservas de petróleo en la zona de la margen izquierda del campo.
A fines de 2010, la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica representó más del 44% de la producción de petróleo de todo el petróleo producido durante el año.
La dinámica de la producción de petróleo del campo en su conjunto, así como la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica, se presenta en la Tabla 3.2.
Cuadro 3.2
Es evidente un aumento significativo en la producción de petróleo debido a la fracturación hidráulica. A partir de 2006, la producción adicional de la fracturación hidráulica ascendió a 4.900 toneladas. Cada año crece el aumento de la producción de la fracturación hidráulica. El valor máximo del aumento es 2009 (701.000 toneladas), para 2010 el valor de la producción adicional cae a 606.000 toneladas, 5.000 toneladas menos que en 2008.
Por lo tanto, la fracturación hidráulica debe considerarse el método principal para aumentar la recuperación de petróleo en el campo Priobskoye.
3.3.3 Mejorando la eficiencia de la perforación
Un medio adicional de aumentar la productividad de los pozos es la mejora de las operaciones de disparos, así como la formación de canales de filtración adicionales durante los disparos.
La mejora de la perforación CCD se puede lograr mediante el uso de cargas de perforación más potentes para aumentar la profundidad de los canales de perforación, aumentar la densidad de perforación y utilizar el escalonamiento.
Los métodos para crear canales de filtración adicionales pueden incluir, por ejemplo, la tecnología de crear un sistema de fracturas durante la apertura secundaria de la formación con perforadores en las tuberías: un sistema de perforación fracturada de la formación (FFC).
Esta tecnología fue aplicada por primera vez por Marathon (Texas, EE. UU.) En 2006. Su esencia radica en la perforación de la formación productiva con potentes perforadores de 85,7 mm con una densidad de unos 20 agujeros por metro durante la represión sobre la formación, seguida de la fijación de perforaciones y fisuras con un agente de apuntalamiento - bauxita de fracción de 0,42 a 1,19 mm.
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Están ubicados en Arabia Saudita, incluso un estudiante de secundaria lo sabe. Además del hecho de que Rusia está justo detrás de él en la lista de países con importantes reservas de petróleo. Sin embargo, en términos de producción, somos inferiores a varios países a la vez.
Los más grandes de Rusia se encuentran en casi todas las regiones: en el Cáucaso, en los distritos de los Urales y Siberia Occidental, en el Norte, en Tartaristán. Sin embargo, no todos se han desarrollado, y algunos, como Tekhneftinvest, cuyos sitios están ubicados en Yamalo-Nenets y el vecino okrug de Khanty-Mansiysk, no son rentables.
Es por eso que el 4 de abril de 2013 se abrió un trato con la Rockefeller Oil Company, que ya inició en la zona.
Sin embargo, no todos los campos de petróleo y gas en Rusia no son rentables. Prueba de ello es la exitosa producción de varias empresas a la vez en Yamalo-Nenets Okrug, en ambas orillas del Ob.
El campo Priobskoye se considera uno de los más grandes no solo en Rusia, sino en todo el mundo. Fue inaugurado en 1982. Resultó que las reservas de petróleo de Siberia Occidental están ubicadas tanto en la orilla izquierda como en la derecha.El desarrollo en la orilla izquierda comenzó seis años después, en 1988, y en la orilla derecha, once años después.
Hoy se sabe que el campo Priobskoye contiene más de 5 mil millones de toneladas de petróleo de alta calidad, que se encuentra a una profundidad que no supera los 2,5 kilómetros.
Las enormes reservas de petróleo hicieron posible la construcción de la planta de energía de turbina de gas Priobskaya cerca del campo, operando exclusivamente con combustible asociado. Esta estación no solo satisface completamente las demandas del campo. Es capaz de suministrar electricidad producida al distrito de Khanty-Mansiysk para las necesidades de los residentes.
Actualmente, varias empresas están desarrollando el campo Priobskoye.
Algunos están convencidos de que durante la extracción del suelo, sale aceite refinado terminado. Este es un error profundo. Líquido del depósito que sale
la superficie (crudo) ingresa a los talleres, donde se limpia de impurezas y agua, se normaliza la cantidad de iones de magnesio y se separa el gas asociado. Este es un trabajo grande y de alta precisión. Para su implementación, el campo Priobskoye se dotó de todo un complejo de laboratorios, talleres y redes de transporte.
Los productos terminados (petróleo y gas) se transportan y utilizan para el propósito previsto, solo quedan desechos. Son ellos los que están creando hoy el mayor problema para el campo: hay tantos que todavía no es posible liquidarlos.
La empresa, creada específicamente para el reciclaje, recicla hoy solo los residuos más frescos. A partir de lodos (así se llama a la empresa arcilla expandida, que tiene una gran demanda en la construcción. Sin embargo, hasta ahora solo se están construyendo caminos de acceso al depósito a partir de la arcilla expandida obtenida.
El campo tiene otra importancia: proporciona puestos de trabajo estables y bien remunerados para varios miles de trabajadores, entre los que se encuentran especialistas altamente calificados y trabajadores sin calificaciones.
Campos petroleros en Rusia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611
Las tres cuartas partes del norte del campo estaban controladas por YUKOS a través de su empresa filial Yuganskneftegaz, y comenzó la producción de petróleo en 2000. En 2004, Yuganskneftegaz fue comprada por Rosneft, que ahora es la empresa operadora de esa parte del campo. El barrio sur del campo estaba controlado por Sibir Energy, que inició una empresa conjunta con Sibneft para desarrollar el campo, con un volumen de producción a partir de 2003. Posteriormente, Sibneft adquirió el control completo del campo mediante una maniobra corporativa para diluir la participación de Sibir. Sibneft ahora está controlado mayoritariamente por Gazprom y ahora se llama Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field
Campo Priobskoye (KhMAO)
Reservas, millones de toneladas
ABC1 - 1061.5
C2 - 169,9
Producción en 2007, millones de toneladas - 33,6
Durante muchos años, el campo Samotlor ha sido el más grande en términos de reservas y producción de petróleo. En 2007, por primera vez, cedió el primer lugar al campo Priobskoye, donde la producción de petróleo alcanzó los 33,6 millones de toneladas (7,1% de Rusia), y las reservas exploradas aumentaron en comparación con 2006 en casi 100 millones de toneladas (teniendo en cuenta el reembolso en producción).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html
Abdulmazitov R.D. Geología y desarrollo de los campos de petróleo y gas y petróleo más grandes y únicos de Rusia.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082
http://www.twirpx.com/file/141095/
http://heriot-watt.ru/t2588.html
Priobskoye es un campo petrolero gigante en Rusia. Ubicado en el Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk, cerca de Khanty-Mansiysk. Inaugurado en 1982. Está dividido por el río Ob en dos partes: margen izquierda y margen derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la margen derecha en 1999.
Las reservas geológicas se estiman en 5 mil millones de toneladas. Las reservas probadas y recuperables se estiman en 2.400 millones de toneladas.
El depósito pertenece a la provincia de Siberia Occidental. Inaugurado en 1982. Depósitos a una profundidad de 2,3-2,6 km. La densidad del aceite es 863-868 kg / m3, contenido moderado de parafina (2,4-2,5%) y contenido de azufre 1,2-1,3%.
A fines de 2005, existen 954 pozos productores y 376 inyectores en el campo, de los cuales 178 fueron perforados durante el último año.
La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2007 ascendió a 40,2 millones de toneladas, de las cuales Rosneft - 32,77 y Gazprom Neft - 7,43 millones de toneladas.
Actualmente, la parte norte del campo está siendo desarrollada por LLC RN-Yuganskneftegaz, propiedad de Rosneft, y la parte sur está siendo desarrollada por LLC Gazpromneft - Khantos, propiedad de Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field
http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf
PRIOBSKOE: ¡HAY 100 MILLONES! (Rosneft: Company Bulletin, septiembre de 2006) -
El 1 de mayo de 1985 se perforó el primer pozo de exploración en el campo Priobskoye. En septiembre de 1988, en su margen izquierda, se inició la producción de explosivos por el método de flujo del pozo No. 181-P con un caudal de 37 toneladas por día. El último día de julio de 2006, los petroleros de Priobskoye informaron sobre la producción de la tonelada 100 millonésima de petróleo.
La licencia para el desarrollo del campo pertenece a OJSC Yuganskneftegaz.
El campo más grande de Siberia occidental, Priobskoye, está ubicado administrativamente en la región de Khanty-Mansiysk, a una distancia de 65 km de Khanty-Mansiysk y a 200 km de Nefteyugansk. Priobskoe fue descubierto en 1982. Está dividido por el río Ob en dos partes: margen izquierda y margen derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la margen derecha en 1999.
Según la clasificación rusa, las reservas de petróleo exploradas son de 1,5 mil millones de toneladas, recuperables, más de 600 millones de toneladas.
Según el análisis elaborado por la empresa auditora internacional DeGolyer & MacNaughton, al 31 de diciembre de 2005, las reservas de petróleo del campo Priobskoye según la metodología SPE son: probadas 694 millones de toneladas, probables - 337 millones de toneladas, posibles - 55 millones de toneladas .
Reservas para el campo de acuerdo con las normas rusas al 01.01.2006: NGZ (Reservas de petróleo y gas) - 2.476.258 millones de toneladas.
La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2003 fue de 17,6 millones de toneladas, en 2004 - 20,42 millones de toneladas, en 2005 - 20,59 millones de toneladas. En los planes de desarrollo estratégico de la compañía, el campo Priobskoye se asigna a uno de los lugares principales; para 2009, se planea producir hasta 35 millones de toneladas aquí.
El último día de julio de 2006, los petroleros de Priobskoye informaron sobre la producción de la tonelada 100 millonésima de petróleo. El 60% del territorio del campo Priobskoye se encuentra en la parte inundada de la llanura aluvial del río Ob; se utilizan tecnologías respetuosas con el medio ambiente en la construcción de plataformas de pozos, oleoductos a presión y cruces submarinos.
La historia del campo Priobskoye:
En 1985 se descubrieron reservas comerciales de petróleo, según pruebas del pozo 181r, se obtuvo una afluencia de 58 m3 / día.
En 1989 - el comienzo de la perforación 101 bush (Left Bank)
En 1999 - puesta en servicio de la plataforma de los pozos 201 (margen derecha)
En 2005, la producción diaria ascendió a 60.200 toneladas / día, produciendo un stock de 872 pozos, se produjeron 87205,81 mil toneladas desde el inicio del desarrollo.
Solo en los últimos años, utilizando perforación direccional, se completaron 29 cruces submarinos en el campo, incluidos 19 nuevos construidos y 10 antiguos reconstruidos.
Instalaciones:
Estaciones de bombeo de refuerzo - 3
Estación de bombeo multifase Sulzer - 1
Estaciones de bombeo en racimo para bombear un agente de trabajo al depósito - 10
Estaciones de bombeo flotantes - 4
Talleres de preparación y bombeo de aceite - 2
Unidad de separación de aceite (USN) - 1
En mayo de 2001, se instaló una estación de bombeo multifase única Sulzer en la plataforma 201 en la margen derecha del campo Priobskoye. Cada bomba de la instalación es capaz de bombear 3,5 mil metros cúbicos de líquido por hora. El complejo es atendido por un operador, todos los datos y parámetros se muestran en un monitor de computadora. La estación es la única en Rusia.
La estación de bombeo holandesa "Rosscor" se equipó en el campo de Priobskoye en 2000. Está diseñado para el bombeo en campo de fluido multifásico sin el uso de antorchas (para evitar la quema de gas asociado en la llanura de inundación del río Ob).
La planta de procesamiento de lodos de perforación en la margen derecha del campo Priobskoye produce ladrillos de silicato, que se utilizan como material de construcción para la construcción de carreteras, cimientos de grupos, etc. Para resolver el problema de la utilización del gas asociado producido en el campo Priobskoye, se construyó la primera central eléctrica de turbinas de gas en el campo de Prirazlomnoye, en el Okrug autónomo de Khanty-Mansi, que proporciona electricidad a los campos Priobskoye y Prirazlomnoye.
La línea eléctrica construida a través del Ob no tiene análogos, cuyo tramo es de 1020 m, y el diámetro del cable especialmente fabricado en Gran Bretaña es de 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html
En la historia de Yuganskneftegaz, el 5 de noviembre de 2009 fue otro día importante: la tonelada 200 millonésima de petróleo se produjo en el campo Priobskoye. Recordemos que este gigantesco campo petrolero fue descubierto en 1982. El campo está ubicado cerca de Khanty-Mansiysk y está dividido en dos partes por el río Ob. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la margen derecha en 1999. La tonelada número 100 millones de petróleo se produjo en el campo en julio de 2006.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html
24/03/2010 NK Rosneft prevé producir 29,6 millones de toneladas de petróleo en el campo Priobskoye en 2010, un 12,4% menos que en 2009, según la gestión de información de la empresa. En 2009, Rosneft produjo 33,8 millones de toneladas de petróleo del campo.
Además, según el informe, hoy Rosneft ha puesto en funcionamiento la primera etapa de una central eléctrica de turbina de gas (GTES) en el campo de petróleo y gas de Priobskoye. La capacidad de la primera etapa del GTPP es de 135 MW, se prevé que la segunda etapa se ponga en marcha en mayo de 2010 y la tercera, en diciembre. La capacidad total de la estación será de 315 MW. La construcción de la estación junto con las instalaciones auxiliares le costará a Rosneft 18,7 mil millones de rublos. Al mismo tiempo, según el informe, debido al abandono de estructuras hidráulicas y la instalación de equipos de energía a vapor, los costos de capital para la construcción de la central eléctrica de turbina de gas se redujeron en más de 5 mil millones de rublos.
El jefe de Rosneft, Sergei Bogdanchikov, señaló que la puesta en servicio del Priobskaya GTPP resuelve simultáneamente tres problemas: la utilización del gas asociado (APG), el suministro de electricidad al campo y la estabilidad del sistema energético de la región.
En 2009, Rosneft produjo más de 2 mil millones de metros cúbicos en el campo Priobskoye. m de gas de petróleo asociado (APG), y utilizó solo un poco más de mil millones de metros cúbicos. m) Para 2013, el panorama cambiará: a pesar de la disminución de la producción de APG a 1.500 millones de metros cúbicos. m, su uso llegará al 95%, dice el mensaje.
Según S. Bogdanchikov, Rosneft está considerando la posibilidad de proporcionar a Gazprom Neft su tubería para transportar gas de petróleo asociado desde el campo Priobskoye para su utilización en el complejo de procesamiento de gas Yuzhno-Balyk de SIBUR. Esto es informado por RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml
Rosneft proporciona hasta el 30% de su consumo energético con sus propias instalaciones. Se han construido centrales eléctricas que funcionan con gas asociado: en el campo Priobskoye, en Vankor, en el territorio de Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/
19/12/2009
Gazprom Neft ha lanzado la primera etapa de la planta de energía de turbina de gas Yuzhno-Priobskaya (GTES) en el campo Priobskoye (KhMAO), construida por la compañía para sus propias necesidades de producción, dijo la compañía.
La capacidad de la primera etapa del GTPP fue de 48 MW. El volumen de inversiones de capital para la introducción de la primera etapa es de 2.4 mil millones de rublos.
En la actualidad, las necesidades eléctricas de Gazpromneft-Khantos son de unos 75 MW de electricidad y, según los cálculos de los especialistas de la compañía, en 2011 el consumo de energía aumentará a 95 MW. Además, en los próximos años, las tarifas del sistema de energía de Tyumen crecerán significativamente, de 1,59 rublos por kWh en 2009 a 2,29 rublos por kWh en 2011.
El lanzamiento de la segunda etapa de la central eléctrica elevará la capacidad de generación de energía de Gazpromneft-Khantos a 96 MW y satisfará plenamente las necesidades eléctricas de la empresa.
El campo Priobskoye es un activo clave de Gazprom Neft y representa casi el 18% de la estructura de producción de la empresa.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Reducción del tamaño de los objetos de desarrollo como método de recuperación mejorada de petróleo
En el campo Priobskoye, se están desarrollando tres formaciones conjuntamente: AC10, AC11, AC12, y la permeabilidad de la formación AC11 es un orden de magnitud mayor que la permeabilidad de las formaciones AC10 y AC12. Para la recuperación eficiente de las reservas de las formaciones de baja permeabilidad AC10 y AC12, no existe otra alternativa que la introducción de la tecnología ORRNEO, principalmente en los pozos de inyección.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428
El método de interpretación compleja de los resultados del registro de pozos utilizado en JSC ZSK "TYUMENPROMGEOFIZIKA" en el estudio de secciones terrígenas
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85
Zona de facies de Frolovskaya de la Siberia occidental neocomiana a la luz de la evaluación del potencial de petróleo y gas
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatura
Esquemas estratigráficos regionales de depósitos mesozoicos de la llanura de Siberia Occidental. - Tyumen.- 1991.
Geología del petróleo y el gas en Siberia occidental // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov y otros - M.: Nedra.- 1975. - 680 p.
Catálogo de desgloses estratigráficos // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Edición. 67.-313 p.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. et al. ZapSibNIGNI.- 1968. - Edición 11. - 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Tipos anómalos de secciones de las formaciones Bazhenov y Tutleim de Siberia occidental // Boletín del usuario del subsuelo del Okrug autónomo de Khanty-Mansi.- 2002.-11.- P. 64-69.
Eficiencia del desarrollo de campos petroleros
En Rusia, tanto los pozos horizontales como la fracturación hidráulica en yacimientos de baja permeabilidad se utilizan en volúmenes suficientes, por ejemplo, en el campo Priobskoye, donde la permeabilidad es solo de 1 a 12 md y es simplemente imposible prescindir de la fracturación hidráulica. .
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660
Nuevo escándalo medioambiental en el Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk. La conocida empresa Rosekoprompererabotka, que se hizo famosa por la contaminación del río Vakh en la finca de TNK-BP, ha vuelto a ser su participante.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html
Mejora de la calidad de la cementación de revestimientos en el campo Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6
Impacto de gas térmico y campos de Siberia.
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Método de gas térmico y suite Bazhenovskaya
http://energyland.info/analitic-show-50375
Implementación de inyección dividida simultánea en el campo Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Transferencia de pozos del campo Priobskoye a un sistema de control adaptativo para una bomba centrífuga eléctrica
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf
Análisis de fallas de ESP en campos petrolíferos rusos
http://neftya.ru/?p=275
Roturas durante la formación de clinoformas neocomianas en Siberia occidental
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html
Mejora de la tecnología de inyección separada simultánea para campos multicapa
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html
LLC "Mamontovsky KRS"
Trabajar en los depósitos de las regiones Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx
28.01.2010
Incluso antes del Año Nuevo, se completaron auditorías ambientales en los dos campos más grandes de Ugra: Samotlorskoye y Priobskoye. Sobre la base de los resultados, se sacaron conclusiones decepcionantes: los petroleros no solo arruinan la naturaleza, sino que también pagan al menos 30 mil millones de rublos al año a los presupuestos de diferentes niveles.
http://www.t-i.ru/article/13708/
"Siberian Oil", Nº 4 (32), abril de 2006. "Hay donde moverse"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685
BP / AMOCO se retira del proyecto Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250
Foto
Campo Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Campo Priobskoye, Khanty-Mansi Autonomous Okrug. Empresa SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Campo Yuzhno-Priobskoye
